VSC-MTDC互联系统频率稳定控制策略

直流系统的定有功控制方式牺牲了交流侧系统在发生事故时相互支援的能力。根据电压源型换流器高度可控、灵活高效的特点,提出一种适用于多端柔性直流输电(voltage sourced converter based multi-terminal high voltage direct current,VSC-MTDC)互联系统的频率稳定控制策略。该策略不需要站间通信,通过附加频率控制使换流站可对交流侧系统的频率做出响应,通过直流电压斜率控制使多个换流站共同分担直流网络中的不平衡功率,从而实现了一侧交流系统频率发生较大变化时,其余交流系统可通过VSC-MTDC进行功率支援,缓解事故系统的有功不平衡状况。最后通过仿真软件PSCAD/EMTDC进行仿真验证,结果表明所提策略充分利用了VSC-MTDC互联系统的频率调整能力,减小了故障端系统的频率变化量。     

考虑暂态稳定约束的最优紧急控制策略

随着电力市场的深化,用户的可靠性得到重视,为充分体现用户对可靠性的不同要求,将用户的停电成本作为经济性指标,加入优化目标函数作统一优化的紧急控制策略,得到广泛应用。然而,这些决策模型中没有考虑系统的暂态稳定性,这就使得在执行完发电机再调度和切负荷操作后,系统可能无法再次承受故障而不发生暂态失稳。针对这种不足,提出了一种考虑暂态稳定约束的最优紧急控制决策模型,在该模型中加入了表示系统在新的运行点满足暂态稳定的相关约束,因此,发电机再调度以及切负荷等操作完成后,系统仍然能保持暂态稳定性。最后,以IEEE-RBTS的6节点系统和新英格兰39节点系统为算例,对所提出的策略作出具体阐述,并比较该方法与不考虑暂态稳定约束的算法在结果上的差别。     

互联电网AGC的分区控制策略改进

提出一种AGC分区控制策略。通过减少分区数和判断条件的设计,使AGC分区过程更简捷、合理。通过PID参数的同时调整使得AGC的动态和稳态性能都得到改善。仿真试验结果表明:新的AGC分区控制策略提高了CPS指标,又降低了频率偏差。     

考虑小干扰稳定约束的最优潮流求解

针对电力系统已有控制器不能有效抑制低频振荡的情况,提出了一种通过潮流调整提高小干扰稳定性的新方法。它是在定义了小干扰稳定指标、介绍了指标灵敏度计算方法的基础上提出的考虑小干扰稳定约束的最优潮流(OPFSC)模型和算法。由于在模型中使用小干扰稳定指标及其灵敏度组成的代数不等式作为稳定约束条件,简化了计算;考虑了多种可控参数的调整,能有效提高系统的小干扰稳定性;根据指标灵敏度提出的主导控制节点概念及对优化过程中成本费用的修正使算法能够快速收敛至满足约束的最优解。最后通过对4机2区域系统的仿真验证了所提出模型和算法的有效性。     

考虑联络线支援波动约束的多区域AGC最优联合调频控制策略

随着大规模新能源并入强耦合的互联电力系统(interconnected power system,IPS),传统的自动发电控制(automatic generation control,AGC)策略使得全网AGC调节成本不断增加以及区域间AGC调节容量分布不均,这将严重威胁互联系统的频率稳定。多区域AGC联合调频,是解决该问题的有效手段。为实现AGC最优联合调频控制,该文研究了多区域AGC最优联合调频模型与区域调节边际成本(area regulation marginal cost,ARMC)之间的关系。在考虑联络线支援约束的情况下,提出一种新的基于ARMC的多区域AGC最优联合调频控制策略。采用线性理论,结合改进的互联系统动态模型,证明所提控制策略的稳定性和最优性,确定控制参数的取值范围。3区域互联系统仿真算例表明,与其他联合调频控制策略相比,基于ARMC的协调机制深刻揭示了多区域AGC之间的协调合作机理。在保证联络线支援安全性的前提下,能达到更好的频率控制效果以及更优的经济性。     

考虑复杂约束的水电站AGC控制策略

大容量高水头多振动区巨型水电站并网发电给电力系统自动发电控制(automatic generation control,AGC)运行带来极大挑战。该文综合考虑机组多振动区、调节范围、调节精度、调节速率等复杂约束,以全站有功计划为控制目标,系统提出水电站AGC控制策略。提出单机、分组、组合3种分布方式构建机组联合运行模型,利用区间组合理论确定各机组组合的可行调节域,引入AGC触发条件和机组穿越振动区或进入限制运行区台次最少的优先级策略,通过匹配全站有功计划值和机组联合运行模型,确定实时调节的最优机组组合和负荷分配结果,并叠加一次调频修正有功,实现AGC与一次调频的闭环反馈调节。糯扎渡电站AGC模拟运行结果表明,所提策略是合理可行的,比常规策略能更高效地处理多振动区和复杂机组组合运行等新的复杂约束和工况。     

互联电网AGC分层控制与CPS控制策略

通过分析网调和所辖各省调构成的中国互联电网的特点,提出了基于联络线和频率偏差控制(TBC)模式下的网省调自动发电控制(AGC)分层控制与协调技术;重点讨论了CPS考核标准下新的AGC控制策略。这些处理方法有利于提高电网频率控制质量,并体现在紧急情况下各AGC控制区域之间的相互支援,在多个网省调的实际应用中取得了良好的效果。     

一种动态分层的互联电网AGC控制策略

大规模可再生能源的并网,使电力系统供需的不确定性增加,自动发电控制(automatic generation control,AGC)方法的固定模式将难以平衡调频需求的多样性与控制策略针对性之间的矛盾.对此展开研究,提出了一种基于动态分层的互联电网AGC控制策略.首先,在多区域互联电网AGC模型基础上,设计了两层控制框...     

南方互联电网AGC联合控制策略配合的探讨

结合目前南方互联电网运行的实际及各省 (区 )所采取的 AGC控制策略 ,分析了互联电网 AGC联合控制策略的配合 ,指出采取统一的 TBC联合控制策略配合方案可体现公平、公正调频原则 ,使全网的功 -频动态性能达到最佳 ,进一步提高南方互联电网的频率质量     

南方互联电网AGC联合控制策略配合的探讨

结合目前南方互联电网运行的实际及各省（区）所采取的AGC控制策略,分析了互联电网AGC联合控制策略的配合,指出采取统一的TBC联合控制策略配合方案可体现公平、公正调频原则,使全网的功－频动态性能达到最佳,进一步提高南方互联电网的频率质量。     

CPS/DCS标准的大区互联电网AGC控制策略

比较了北美电力系统可靠性委员会（NERC）新旧2种控制性能评价标准CPC与CPC/DCS，提出了对现行AGC系统基于CPS/DCS标准的改造方案，建立了2区域互联电力系统的仿真模型，分析了新控制方式的控制性能效果，仿真结果表明该方法简单可行，为大区互联电网AGC达到CPS/DCS新标准提供了一种有效控制方法。     

特高压互联系统联网初期动态稳定特性及控制策略

分析了通过特高压交流联络线互联的华北、华中两大装机过亿电网在联网初期面临的运行与控制方面的新情况,研究了特高压交流互联系统的动态品质,并针对系统联网初期存在的动态稳定问题,提出了切实有效的运行控制措施。这些分析和研究结果对于特高压交流互联电网的规划、设计和运行控制均具有重要指导作用。     

小干扰稳定约束最优潮流的非线性半定规划方法

基于特征值优化理论,提出含小干扰稳定约束最优潮流的非线性半定规划模型和算法,以期解决由于系统状态矩阵谱横坐标函数的隐式和非李普希茨特性引起的建模难问题。在模型中,根据李雅谱诺夫定理,引入正定约束精确表达小干扰稳定。算法设计上,将模型中的正定约束转为非线性约束,使建立的非线性半定规划转换为非线性模型,利用现代内点法进行求解。WSCC-9节点及IEEE-14节点两个系统的计算验证了模型的有效性和算法的高度可靠性,为这一领域的发展提供了新的思路。     

电压稳定约束的最优潮流

介绍了近年来考虑电压稳定约束的最优潮流问题的研究新进展。综述了考虑电压稳定约束的最优潮流问题。讨论了在电压稳定约束的最优潮流中考虑高级发电机及负荷模型。最后比较了求解电压稳定约束的最优潮流问题的单阶段法和多阶段法。     

电压稳定约束的最优潮流

介绍了近年来考虑电压稳定约束的最优潮流问题的研究新进展.综述了考虑电压稳定约束的最优潮流问题.讨论了在电压稳定约束的最优潮流中考虑高级发电机及负荷模型.最后比较了求解电压稳定约束的最优潮流问题的单阶段法和多阶段法.     

基于VSC-HVDC异步互联系统联网转孤岛运行稳定控制策略

以渝鄂背靠背柔性直流工程为案例,对交流联络线N-2故障跳开形成柔直+交流近区局域电网孤岛运行方式下系统存在的主要稳定问题及其特征进行分析。建立了能够准确反映渝鄂柔性直流系统、九盘地区电网实际特性的电磁暂态仿真模型,重点围绕联网转孤岛的暂态特性展开了研究,对开机、负荷以及机组旋备关键影响因素进行了敏感性分析。通过时域仿真分析法给出了不同运行方式下、不同应对措施下,保障联网转孤岛系统稳定运行的交流联络线潮流预控范围,并据此提出了九盘地区联网转孤岛运行的稳控策略,为渝鄂柔性直流系统的安全稳定运行提供了技术支撑。     

贵州电网AGC安全约束控制策略的研究与实现

随着“西电东送”、“黔电送粤”战略的实施,贵州电网进入了一个飞速发展的时期。外送电和省内负荷增加,发电出力、负荷分布的不均衡,以及电网建设的相对滞后,造成了电网部分断面在某些运行方式下接近或超过安全约束的情况,给电网运行带来了一定风险,利用发电厂AGC来帮助调度员进行潮流的合理控制,对保证电网的安全、稳定、优质运行十分必要。从控制策略、控制算法、数据结构和人机界面等方面讨论了AGC对网架断面潮流控制的实际问题,提出了兼顾ACE的具体控制策略(包括预防控制策略和校正控制策略)和实现方案,并通过实例对方案进行了验证。     

考虑市场力风险约束的最优AGC控制模型

针对传统自动发电控制(AGC)优化模型中难以考虑市场力风险的问题,引入度量市场风险的价值模型,提出了以风险价值为限值的辅助服务成本约束混合整数非线性规划的AGC优化模型。为处理模型的非线性,引入两态辅助变量,将三态的机组状态变量进行等效转化,实现了模型的线性化,有效地降低了模型求解难度。以广西电网运行数据为例,对比不同风险置信水平下AGC控制性能,结果表明:置信水平越高,调节成本越大,控制效果越好,但无论置信水平高低,所提模型均能确保控制性能标准(CPS)合格,验证了模型的有效性,为电力市场环境下的AGC控制提供了有益参考。     

特高压互联电网联络线功率控制（一）AGC控制策略

结合中国1 000 kV特高压交流试验示范工程的实际情况,提出了一套完整的、适应特高压联络线功率控制的自动发电控制（AGC）控制策略。新的控制策略以各省级电网有功功率的就地平衡为基础,实现互联电网各网、省调控制区在紧急情况下的相互支援,在华北、华中电网及其各省级电网实施后取得了良好的控制效果。在此基础上,针对中国即将形成的华北、华中、华东特高压同步电网的特点,探讨各控制区的构成及相应的AGC控制策略。     

断面约束的风电AGC系统研究

东北地区风电场数量多且主要集中在网架结构相对薄弱的末端电网,目前,传统的人工电话通知各风电场的工作方式已不能满足调度工作实时性和快速性的要求。因此,介绍一种断面约束的风电AGC系统,该系统采集电网实时数据自动计算并分配风电场的有功出力,并给出了基于统计原理的若干评价指标,以某断面实时数据为例,通过与传统人工控制方式对比,验证了该系统能够提高断面利用率和风电接纳程度。